報(bào)告出品方：華安證券

以下為報(bào)告原文節(jié)選

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1運(yùn)營(yíng)模式：合同能源管理為主

1.1運(yùn)營(yíng)模式

? 工商業(yè)儲(chǔ)能運(yùn)營(yíng)模式早期以合同能源管理為主。工商業(yè)儲(chǔ)能尚屬新興事物，投資成本相對(duì)較高，用戶(hù)存在一定安全顧慮，因此產(chǎn)品技術(shù)發(fā)展曲線(xiàn)目前還處于嘗鮮者向早期大眾的鴻溝跨越當(dāng)中。目前工商業(yè)儲(chǔ)能主要有四種運(yùn)營(yíng)模式，在市場(chǎng)早期，合同能源管理、融資租賃等模式有利于推動(dòng)用電企業(yè)決策和使用儲(chǔ)能。在市場(chǎng)主流期，業(yè)主自投資和純租賃模式或?qū)⒄加懈弑戎亍?br/>

1.2合同能源管理

? 合同能源管理是目前比較常見(jiàn)的運(yùn)營(yíng)模式。即由能源服務(wù)方投資購(gòu)買(mǎi)儲(chǔ)能，以能源服務(wù)的形式提供給用電企業(yè)，與其分享儲(chǔ)能收益，一般按照90%：10%、85%：15%等比例分享，能源服務(wù)方通過(guò)儲(chǔ)能收益（大約5-6年）達(dá)到回本后，繼而獲得額外回報(bào)。其中儲(chǔ)能收益，當(dāng)前主要是峰谷套利和需求管理給用電企業(yè)節(jié)約的電費(fèi)及需求側(cè)響應(yīng)獲得的補(bǔ)貼，未來(lái)可能拓展其他收益方式，如電力現(xiàn)貨交易和電力輔助服務(wù)等。
? 合同能源管理主要解決部分早期用戶(hù)對(duì)儲(chǔ)能的嘗鮮問(wèn)題。早期儲(chǔ)能用戶(hù)大多具有對(duì)投資成本較高和安全的擔(dān)憂(yōu)心理，故選擇能源服務(wù)方常以綜合能源公司、能源集團(tuán)、儲(chǔ)能設(shè)備商等為主，其儲(chǔ)能建設(shè)和運(yùn)營(yíng)經(jīng)驗(yàn)豐富并對(duì)儲(chǔ)能價(jià)值非常認(rèn)可。對(duì)業(yè)主而言，試錯(cuò)成本低，只需提供對(duì)應(yīng)場(chǎng)地，按照服務(wù)效果付費(fèi)即可。但對(duì)投資方而言，則存在資金壓力大，儲(chǔ)能收益波動(dòng)和安全運(yùn)行等風(fēng)險(xiǎn)，具備一定資金及產(chǎn)品服務(wù)壁壘。

1.3融資租賃+合同能源管理

? 融資租賃+合同能源管理盤(pán)活多方利益。這種模式相對(duì)比較復(fù)雜，較合同能源管理，引入融資租賃方作為儲(chǔ)能資產(chǎn)的出租方，借此降低業(yè)主或能源服務(wù)方的資金壓力。租賃期內(nèi)，儲(chǔ)能資產(chǎn)所有權(quán)歸融資租賃方，業(yè)主擁有使用權(quán)，到期后業(yè)主可獲得儲(chǔ)能所有權(quán)。此模式基于對(duì)儲(chǔ)能運(yùn)營(yíng)收益的信心，引入資金方來(lái)盤(pán)活多方利益：融資租賃公司獲得預(yù)期內(nèi)的資金利息回報(bào)，業(yè)主或能源服務(wù)方降低了現(xiàn)金流壓力，利于刺激和推動(dòng)儲(chǔ)能場(chǎng)景落地。但此模式相對(duì)涉及多方，合同簽訂、財(cái)務(wù)開(kāi)票等較為復(fù)雜，且其中子模式演變靈活多樣。

1.4業(yè)主自投資&純租賃

? 業(yè)主自投資或成未來(lái)主流方式。即由業(yè)主（用電企業(yè)）自己投資購(gòu)買(mǎi)儲(chǔ)能，這種模式下，工商業(yè)儲(chǔ)能往往已經(jīng)發(fā)展到主流市場(chǎng)階段，無(wú)論是性能、安全、價(jià)值均已得到市場(chǎng)的驗(yàn)證和認(rèn)可，業(yè)主購(gòu)買(mǎi)投資毫無(wú)決策壓力，自投自用，價(jià)值自享。這種模式下，業(yè)主通常還需要向儲(chǔ)能設(shè)備銷(xiāo)售方定期支付維保費(fèi)用，以獲得相關(guān)運(yùn)維和技術(shù)服務(wù)，保障儲(chǔ)能的正常運(yùn)行。
? 純租賃適用于動(dòng)態(tài)擴(kuò)容和輕資產(chǎn)運(yùn)營(yíng)。用電企業(yè)向儲(chǔ)能資產(chǎn)擁有方租賃并支付租金，資產(chǎn)方提供維保服務(wù)，用電企業(yè)自享儲(chǔ)能收益。這種模式往往適合于用電企業(yè)臨時(shí)使用儲(chǔ)能，如使用儲(chǔ)能動(dòng)態(tài)擴(kuò)容來(lái)臨時(shí)增加產(chǎn)線(xiàn)，或初創(chuàng)階段用電企業(yè)出于輕資產(chǎn)運(yùn)營(yíng)考慮，對(duì)重資產(chǎn)基本會(huì)使用租賃形式。

2峰谷套利支撐工商儲(chǔ)經(jīng)濟(jì)性

2.1峰谷套利為主，需量管理+虛擬電廠(chǎng)增厚收益

? 工商儲(chǔ)盈利主要源于峰谷套利。對(duì)于未使用光伏用戶(hù)，盈利主要是利用儲(chǔ)能進(jìn)行峰谷套利；對(duì)于光伏用戶(hù)而言，可以通過(guò)自發(fā)自用節(jié)省購(gòu)電成本，達(dá)到能量時(shí)移的效果。同時(shí)，工商儲(chǔ)在缺電限電時(shí)段可作為后備電源使用，雖不產(chǎn)生直接經(jīng)濟(jì)流入，但可有效避免停工停產(chǎn)損失。
? 需量管理+虛擬電廠(chǎng)成盈利重要補(bǔ)充手段。電改背景下，對(duì)于執(zhí)行兩部制電價(jià)的用戶(hù)，工商儲(chǔ)可通過(guò)需量管理達(dá)到降低電費(fèi)目的。目前工商儲(chǔ)可通過(guò)虛擬電廠(chǎng)（VPP）以聚合方式參與電力市場(chǎng)交易，需求側(cè)響應(yīng)已成為提高經(jīng)濟(jì)性的重要渠道，未來(lái)有望在電力市場(chǎng)上參與現(xiàn)貨交易并提供輔助服務(wù)。

2.2完善分時(shí)電價(jià)，拉大峰谷價(jià)差

? 優(yōu)化分時(shí)電價(jià)機(jī)制。 2021年7月26日，國(guó)家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步完善分時(shí)電價(jià)機(jī)制的通知》，指出上年或當(dāng)年預(yù)計(jì)最大系統(tǒng)峰谷差率超過(guò)40%的地方，峰谷電價(jià)價(jià)差原則上不低于4:1；其他地方原則上不低于3:1；合理確定尖峰時(shí)段，尖峰電價(jià)在峰段電價(jià)基礎(chǔ)上上浮比例原則上不低于20%；分季節(jié)劃分峰谷時(shí)段，合理設(shè)置季節(jié)性峰谷電價(jià)價(jià)差。
? 強(qiáng)化分時(shí)電價(jià)機(jī)制執(zhí)行。鼓勵(lì)工商業(yè)用戶(hù)通過(guò)配置儲(chǔ)能、開(kāi)展綜合能源利用等方式降低高峰時(shí)段用電負(fù)荷、增加低谷用電量，通過(guò)改變用電時(shí)段來(lái)降低用電成本；適時(shí)調(diào)整目錄分時(shí)電價(jià)時(shí)段劃分、浮動(dòng)比例。

? 峰谷電價(jià)差擴(kuò)大趨勢(shì)延續(xù)。橫向來(lái)看，2023年7月共20個(gè)省市區(qū)峰谷電價(jià)差高于0.7元/kWh，高于工商業(yè)儲(chǔ)能峰谷套利的盈虧平衡點(diǎn)，其中上海市峰谷電價(jià)差全國(guó)最高，達(dá)1.89元/kWh?？v向來(lái)看，共15省市區(qū)峰谷電價(jià)差較去年同期有所上升，其中上海市峰谷電價(jià)差上升幅度最大，約0.64元/kWh?？傮w來(lái)看，多省市區(qū)峰谷電價(jià)差繼續(xù)呈現(xiàn)擴(kuò)大趨勢(shì)，助力工商業(yè)儲(chǔ)能在全國(guó)范圍內(nèi)推廣。
? 浙江峰谷價(jià)差持續(xù)高位。2022.8-2023.7期間，浙江省一般工商業(yè)平均尖谷價(jià)差為0.965元/kWh，平均峰谷價(jià)差為0.617元/kWh，10個(gè)月尖谷價(jià)差超0.95元/kWh，8個(gè)月峰谷價(jià)差超0.61元/kWh。

2.3峰谷套利收益可觀(guān)，工商儲(chǔ)投資如日方升

? 兩充兩放策略貼合峰谷時(shí)段?？紤]工廠(chǎng)休息及設(shè)備檢修，儲(chǔ)能設(shè)備每年運(yùn)行330天，每天兩充兩放，10年可充放6600次，基本符合鋰電池壽命。第一次在谷時(shí)22:00-24:00充電，在次日高峰段9:00-11:00放電；第二次在谷時(shí)11:00-13:00充電，在尖峰段19:00-21:00放電，可實(shí)現(xiàn)平均峰谷電價(jià)最大化。
? 合同能源管理分享儲(chǔ)能收益。以1MW/2MWh規(guī)模為例，用戶(hù)和運(yùn)營(yíng)商按15%：85%分享儲(chǔ)能收益，假設(shè)儲(chǔ)能系統(tǒng)單價(jià)1.8元/Wh，放電深度90%，充放電效率92%，儲(chǔ)能系統(tǒng)年衰減4%，殘值率5%；初始投資自有資金比例30%，貸款年限10年，貸款利率4.5%，年運(yùn)維費(fèi)用2%。

? 單一制電價(jià)下，峰谷套利為主要盈利渠道。以工商業(yè)發(fā)達(dá)的浙江省為例，儲(chǔ)能系統(tǒng)升壓至10kV接入廠(chǎng)區(qū)母線(xiàn)，工廠(chǎng)白天負(fù)荷穩(wěn)定可完全消納儲(chǔ)能放電，且變壓器容量滿(mǎn)足儲(chǔ)能充電需求。以浙江省2023年7月單一制電價(jià)進(jìn)行測(cè)算，尖谷價(jià)差為0.9800元/kWh，峰谷價(jià)差為0.6185元/kWh，平均峰谷電價(jià)差為0.7993元/kWh。
? 峰谷套利經(jīng)濟(jì)性可觀(guān)。當(dāng)用戶(hù)未使用光伏時(shí)，考慮合同能源管理方式，即能源服務(wù)方投資購(gòu)買(mǎi)儲(chǔ)能并向業(yè)主供應(yīng)電能，其主要盈利渠道為峰谷套利，經(jīng)合理測(cè)算，投資一項(xiàng)壽命為10年的1MW/2MWh的儲(chǔ)能系統(tǒng)項(xiàng)目并以等額本金方式償還銀行貸款，平均每年產(chǎn)生峰谷套利收入64.49萬(wàn)元，IRR為8.83%，預(yù)計(jì)6.08年收回投資成本，經(jīng)濟(jì)性可觀(guān)。

? 儲(chǔ)能LCOS為0.639元/kWh。LCOS（平準(zhǔn)化儲(chǔ)能成本）是描述儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)性時(shí)普遍采用的一項(xiàng)核心參數(shù)，其計(jì)算方式為儲(chǔ)能全生命周期成本除以累計(jì)傳輸?shù)碾娔芰?，在該模式下，?chǔ)能LCOS為0.639元/kWh，平均峰谷電價(jià)差為0.799元/kWh，平均每kWh電可套利0.16元，保守來(lái)看，取峰谷價(jià)差0.7元/kWh為盈虧平衡點(diǎn)較為合理。

? IRR敏感性分析：在僅考慮峰谷套利收入的情況下，隨著初始投資成本下降及平均峰谷價(jià)差持續(xù)加大，工商業(yè)儲(chǔ)能項(xiàng)目投資經(jīng)濟(jì)性有望進(jìn)一步凸顯。據(jù)測(cè)算，當(dāng)初始投資成本為1.70元/Wh，峰谷價(jià)差超過(guò)0.80元/kWh時(shí)，IRR將有望達(dá)到15%以上。自有資金比例若提升至40%，LCOS可降至0.525元/kWh，每度電套利空間進(jìn)一步擴(kuò)大。

3需量管理拓寬收益空間

3.1輸配電價(jià)改革，同電壓工商用戶(hù)執(zhí)行統(tǒng)一電價(jià)

? 工商業(yè)用戶(hù)執(zhí)行電價(jià)二選一。近日，浙江省發(fā)改委印發(fā)《關(guān)于轉(zhuǎn)發(fā)<國(guó)家發(fā)展改革委關(guān)于第三監(jiān)管周期省級(jí)電網(wǎng)輸配電價(jià)及相關(guān)事項(xiàng)的通知>的通知》，明確浙江電網(wǎng)新輸配電價(jià)自2023年6月1日起執(zhí)行，即6月用電產(chǎn)生電費(fèi)按最新電價(jià)政策執(zhí)行。6月1日后，新增用電容量在315千伏安及以上的工商業(yè)用戶(hù)執(zhí)行兩部制電價(jià)，100-315千伏安之間及目前執(zhí)行單一制電價(jià)315千伏安及以上的工商業(yè)用戶(hù)，可選擇執(zhí)行兩部制電價(jià)。
? 電費(fèi)成本=基本電費(fèi)+電度電費(fèi)。在兩部制電價(jià)下，電費(fèi)被分為基本電費(fèi)和電度電費(fèi)，其中基本電費(fèi)按用戶(hù)受電變壓器（按容計(jì)費(fèi)）或最大需量計(jì)算（按需計(jì)費(fèi)）的電價(jià)收費(fèi)，電度電費(fèi)按用戶(hù)實(shí)用電量計(jì)算收費(fèi)。

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